丁偉斌，譚忠富

(1. 國網(wǎng)浙江省電力有限公司,杭州市 310000;2. 華北電力大學經(jīng)濟與管理學院,北京市 102206;3. 延安大學經(jīng)濟與管理學院,陜西省 延安市 716000)

0 引言

2015年3月,國務(wù)院下發(fā)《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9 號文),我國開展新一輪電力體制改革[1]。 2017年8月,國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的通知》,在南方、蒙西、浙江等8 個地區(qū)開展電力現(xiàn)貨試點[2]。 在電力市場建設(shè)過程中,存在保障性收購的基數(shù)電量機組和居民、農(nóng)業(yè)等非市場用戶,市場化發(fā)用電總量的不匹配將產(chǎn)生不平衡資金,存在從計劃市場到雙軌制市場結(jié)算銜接的問題。 隨著市場主體的逐步培育,主體數(shù)量、類型大量增加,交易品種豐富,存在單邊電力市場到雙邊電力市場過渡的問題,需要對雙邊電力市場各主體的交易情況進行深入研究。其中計劃與市場雙軌制并存、考慮發(fā)用雙邊量、價、費關(guān)系的電費結(jié)算體系設(shè)計是電力市場運行的重要環(huán)節(jié),也是市場主體根本利益保障,公平、合理、透明的雙軌制下發(fā)用雙邊參與的電力市場結(jié)算體系亟待研究[3-5]。

電力市場根據(jù)中長期合同是否物理執(zhí)行和現(xiàn)貨市場是否全電量優(yōu)化,分為分散式電力市場和集中式電力市場,主要交易類型包括電能量中長期市場交易、電能量現(xiàn)貨交易、電力輔助服務(wù)交易、電力金融衍生品交易[6]等,以往學者關(guān)于電力市場常規(guī)結(jié)算機制已有一定程度的分析。 文獻[7]分析了美國區(qū)域電力市場的集中式市場結(jié)算機制,但該結(jié)算機制適用于完全市場化情景,對于我國電力市場有借鑒意義,但仍需要就雙軌制造成的資金不平衡開展深入研究;文獻[8]分析了英國電力市場以長期雙邊合同為主、現(xiàn)貨市場平衡的分散式交易結(jié)算機制,但對于如何處置合約電量和計量電量的偏差未做進一步研究;文獻[9]分析了北歐跨國電力市場的結(jié)算機制,根據(jù)電量合同是否物理交割由不同的機構(gòu)分別運行,但對于中長期與現(xiàn)貨市場耦合結(jié)算機制未進行深入研究;文獻[10]梳理了電力市場政府授權(quán)合約的結(jié)算機制,研究了差價合同的電量分解、模型計算,分析了合同電量分解的精度對現(xiàn)貨市場價格對沖的影響,但未涉及雙邊電力市場下雙結(jié)算體系中合約電費與現(xiàn)貨市場耦合產(chǎn)生的市場化電量不平衡問題。 通過上述對比分析,以往學者根據(jù)所研究的市場特征開展了有針對性的結(jié)算機制研究,但對于雙軌制下雙邊電力市場的結(jié)算機制沒有系統(tǒng)論述。

我國上一輪電力市場建設(shè)中,東北電力市場因不平衡資金問題(2006年3月,平衡資金賬戶虧空30億元)被迫暫停。 電力市場化改革過程中,對于市場不平衡資金的處理是關(guān)鍵問題。 不平衡資金產(chǎn)生的原因有很多,包括市場化發(fā)用電不匹配產(chǎn)生的雙軌制不平衡資金、阻塞不平衡資金、市場化輔助服務(wù)費用、偏差考核費用等,文獻[11]研究了非市場化用戶電量波動對電費結(jié)算的影響,分析了修正合約法、購售價差法的優(yōu)缺點,其雙軌制不平衡資金的處理方法對于本文有一定借鑒意義,但未涉及輔助服務(wù)以及偏差考核費用的分攤與返還。 文獻[12]利用統(tǒng)計學中的相似系數(shù)法研究市場化發(fā)電機組的參與輔助服務(wù)能力,依據(jù)考核結(jié)果對自動發(fā)電控制(automatic generation control,AGC)輔助服務(wù)進行結(jié)算。 文獻[13]指出我國的電力體制改革進程中計劃與市場并存的局面短期不會改變,提出不平衡資金疏導方案,但該研究對偏差考核在發(fā)用雙邊的不同情況未進行深入分析。 文獻[14]提出了基于電價互換的不平衡資金管理策略,實現(xiàn)不平衡費用在交易雙方間的重新分配。 雖然該交易方法一定程度上可以避免雙軌制偏差,但發(fā)電側(cè)承擔較大的費用風險。 以上研究從雙軌制不平衡資金、輔助服務(wù)分攤、偏差考核費用結(jié)算等角度分析了電力市場不平衡資金處理方面的相關(guān)問題,但未對系統(tǒng)的不平衡資金產(chǎn)生機理進行研究,可以看出符合市場規(guī)則、合理、有效的不平衡資金分攤/返還模型設(shè)計是十分必要的。

因此,本文提出以“日前基準、實時差量、合約差價”雙結(jié)算方式構(gòu)建雙邊市場電能電費結(jié)算模型,考慮雙軌制下發(fā)電側(cè)的優(yōu)先購電計劃和用戶側(cè)居民、農(nóng)業(yè)等優(yōu)先用電計劃,通過授權(quán)合約電量匹配和節(jié)點邊際電價設(shè)計,減少雙軌制不平衡資金和阻塞不平衡資金的產(chǎn)生,依據(jù)發(fā)用雙側(cè)市場責任構(gòu)建市場化輔助服務(wù)費用和偏差考核費用分攤/返還模型,提出考慮不平衡資金處理的雙邊電力市場結(jié)算機制,以浙江省發(fā)用雙邊多類型機組(燃煤、燃氣、風、光、核、水)和多類型用戶(批發(fā)市場用戶、售電公司、電網(wǎng)代理購電、居民農(nóng)業(yè))為研究對象進行電力市場結(jié)算實例分析。

1 電能電費結(jié)算模型

電能電費是電力市場主要結(jié)算費用來源,包含市場化與非市場化機組和用戶之間的復雜勾稽關(guān)系,而且雙軌制不平衡資金也主要來自電能電費部分,本節(jié)設(shè)計雙軌制下雙邊電能電費結(jié)算模型,利用“日前基準、實時差量、合約差價”雙結(jié)算體系實現(xiàn)合約市場與現(xiàn)貨市場的耦合結(jié)算,減少雙軌制不平衡資金的產(chǎn)生。

浙江省電力市場采用外來電合約物理執(zhí)行形成電力市場邊界,發(fā)電側(cè)統(tǒng)調(diào)機組參與電力現(xiàn)貨市場競價和出清,用戶側(cè)分為市場化的批發(fā)市場用戶、售電公司和未自主參與市場的電網(wǎng)代理購電的部分工商業(yè)用戶,非市場化用戶包括居民、農(nóng)業(yè)等優(yōu)先保障用電用戶。 電能電費結(jié)算模型按市場化與非市場化分別構(gòu)建。

浙江省市場化機組的電能電費結(jié)算方式采用“日前基準、實時差量、合約差價”的原則,日前與實時市場每個結(jié)算時段內(nèi)的結(jié)算電價為出清電價的加權(quán)平均值。 統(tǒng)調(diào)的煤、氣、核、水、風、光機組全部電量均參與電能量現(xiàn)貨市場,對于市場化機組i∈Ωmarket={thermal, gas, nuclear, hydro, wind, solar},其電能電費的結(jié)算模型為:

式中:Ri∈Ωmarket為市場化機組i的合計電能電費;為日前市場電能電費;為實時市場差量電費;為合約市場差價電費;分別為市場化機組i在t時段的日前市場電量、當日計量上網(wǎng)電量、政府授權(quán)合約電量、發(fā)電權(quán)交易電量和普通直接交易電量分別為市場化機組i在t時段的日前市場節(jié)點電價、實時市場節(jié)點電價、政府授權(quán)合約電價、發(fā)電權(quán)交易電價和普通直接交易電價。 其中現(xiàn)貨市場發(fā)電側(cè)應(yīng)用節(jié)點電價可以有效避免阻塞不平衡資金的產(chǎn)生。

外購電和自備電廠等地調(diào)機組采用優(yōu)發(fā)優(yōu)購形式,由電網(wǎng)企業(yè)代理購入, 非市場化機組i∈Ωnon-market={external, self-supply}的電費結(jié)算模型為:

式中:Ri∈Ωnon-market為非市場化機組i的合計電能電費;為非市場化機組i的目錄電價;為非市場機組i在t時段的計量發(fā)電量。

用戶側(cè)分為市場化用戶和非市場化用戶,其中市場化用戶包括批發(fā)市場用戶、售電公司和部分未自主參與市場的由電網(wǎng)代理購電的工商業(yè)用戶(市場化用 戶 集 合Ψmarket= { Wholesale, TradingLtd,Agent}),非市場化用戶為居民、農(nóng)業(yè)用戶(非市場化用戶集合Ψnon-market={Resident, Agricultural})。

市場化用戶j的電能電費包括日前市場電費、實時市場電費和合約市場電費三部分,其結(jié)算模型為:

式中:Rj∈ψmarket為市場化用戶j的電能電費分別為市場化用戶j的日前市場電能電費、實時市場電能電費和合約市場電能電費分別為t時段市場化用戶j的日前市場電量、實時計量用電量和合約市場電量分別為t時段市場化用戶j的日前市場、實時市場和合約市場電能價格,現(xiàn)貨市場用戶側(cè)各主體采用統(tǒng)一加權(quán)平均價格。

非市場化用戶j的電能電費結(jié)算模型為:

式中:Rj∈ψnon-market為非市場化用戶j的電能電費;為非市場化用戶j在t時段的目錄電價;為用戶j在t時段的實際計量用電量。

2 不平衡資金分攤/返還模型

電力市場雙軌制不平衡資金和阻塞不平衡資金已在發(fā)用雙邊的電能電費結(jié)算模型中加以考慮,本節(jié)主要設(shè)計參與市場的機組輔助服務(wù)費用和發(fā)用兩側(cè)的偏差考核費用處理,市場化輔助服務(wù)費用由全部市場化用戶按用電量分攤,發(fā)/用側(cè)的偏差考核費用按“誰產(chǎn)生,誰負責”的原則返還給用/發(fā)側(cè)主體。 構(gòu)建市場化輔助服務(wù)費用分攤模型和偏差考核費用返還模型,明確費用分攤/返還規(guī)則,完善不平衡資金處理機制,保障電力市場費用結(jié)算的有效運行。

2.1 市場化輔助服務(wù)費用

現(xiàn)行的市場化輔助服務(wù)主要為調(diào)頻輔助服務(wù)和備用輔助服務(wù),具備調(diào)頻功能的機組依照調(diào)度中心發(fā)布的單日省內(nèi)調(diào)頻需求[15],以機組為申報單元參與調(diào)頻報價,日內(nèi)調(diào)頻調(diào)用以單次調(diào)節(jié)里程為計費周期,單次調(diào)頻性能指標計算公式為:

根據(jù)單次調(diào)頻性能加權(quán)計算機組i的綜合調(diào)頻指標為:

機組的調(diào)頻調(diào)用補償收益為:

機組i的總市場化輔助服務(wù)費用RASi為:

輔助服務(wù)由市場化用戶按實際計量用電量分攤,輔助服務(wù)費用分攤模型為:

2.2 偏差考核費用

發(fā)用雙側(cè)合約電量與實際發(fā)、用電量的偏差均須計入考核。 本節(jié)按照市場主體權(quán)責對等、注重落地實操性的原則設(shè)計偏差考核費用模型及其費用返還模型,將不平衡資金按照享受的權(quán)益和應(yīng)承擔義務(wù)進行清分。 其中發(fā)電側(cè)鼓勵機組頂峰,正偏差電量不納入考核范圍,負偏差3%以外計考核費用;用電側(cè)的批發(fā)市場用戶和售電公司的正負偏差超過3%以外均計入偏差考核。

發(fā)電側(cè)偏差考核費用模型為:

用戶側(cè)偏差考核費用模型為:

發(fā)電側(cè)的偏差考核費用按實際計量用電量比例返還給市場化用戶,用電側(cè)的偏差考核費用按授權(quán)合約電量比例分攤給發(fā)電企業(yè)。 偏差考核費用分攤/返還模型為:

3 算例分析

浙江省是我國第一批電力現(xiàn)貨市場試點省份,目前以電源側(cè)單邊(主要包括省內(nèi)除新能源外的統(tǒng)調(diào)機組)結(jié)算試運行,新能源出力和報價數(shù)據(jù)未參與現(xiàn)貨市場結(jié)算,發(fā)電側(cè)與用戶側(cè)的費用耦合關(guān)系尚未明確,本文以浙江省電力市場運行數(shù)據(jù)為例進行雙邊電力市場結(jié)算模擬,這對于浙江雙邊電力現(xiàn)貨市場具有借鑒意義。 機組出力、用戶負荷及市場電價通過實際數(shù)據(jù)脫敏形成,統(tǒng)調(diào)機組參與日前市場報量報價,日前機組出力曲線如圖1 所示。 實時出力曲線如圖2所示。

圖1 日前統(tǒng)調(diào)機組出力曲線Fig.1 Output curve of the control unit

圖2 實時全部機組出力曲線Fig.2 Real-time output curves of all units

3.1 電能電費結(jié)算分析

煤電機組的合約電量包括政府授權(quán)合約、發(fā)電權(quán)交易和直接交易合約三部分,煤電機組參與日前市場、實時市場、合約市場情況如圖3 所示。 不同類型的合約均為金融合約,僅在合約量和合約電價有所區(qū)分,因此其他機組合約用加權(quán)后的合約電價統(tǒng)一表征,氣電參與各市場情況如圖4 所示。

圖3 煤電機組參與各市場情況分析Fig.3 Analysis of coal-fired units participating in various markets

圖4 氣電機組參與各市場情況分析Fig.4 Analysis of gas-fired electric units participating in various markets

通過對煤電機組和氣電機組參與合約市場和現(xiàn)貨市場的情況可以看出,在“日前基準、實時差量、合約差價”雙結(jié)算體系下,機組通過日前市場合理的報量報價,獲得基準收益,中長期差價合約可以有效保證機組固定效益,減少統(tǒng)調(diào)機組參與現(xiàn)貨市場的收益波動性,同時實時市場與日前市場的電量差量也可以調(diào)動煤電和氣電機組參與現(xiàn)貨市場的積極性,保證市場整體供應(yīng)穩(wěn)定。 以燃煤機組為例,其在日前、合約、實時市場分別獲得296.08 萬、194.47 萬、1.14 萬元的電量電費,相較計劃模式,電量電費增長14.10 萬元,在有效平抑市場波動性的情況下,通過參與電力市場獲得了額外收益。 進一步分析煤電和氣電的量價特點可以發(fā)現(xiàn):

1)燃煤機組在12:00—14:00 時采取報負價策略,分析其原因是該時段電力市場發(fā)電出力冗余,實時電價報負價可以避免停機,且在負價情況下實時出力越多,收益越低,燃煤機組選擇在這段時間內(nèi)保持最小出力。 煤電機組的出力策略說明本文設(shè)計的“日前基準、實時差量、合約差價”雙結(jié)算體系對于供需關(guān)系調(diào)整具有積極作用,常規(guī)機組和新能源機組可以在現(xiàn)有電力市場框架內(nèi)謀求市場主體更優(yōu)收益。

2)燃氣機組在12:00—15:00 時段實時電量為0,也是由于風光大發(fā)導致發(fā)電冗余,但燃氣機組啟停迅速、操作靈活、負荷升降速率較快,不需報負價維持最小出力,可以通過實時不發(fā)給風光機組避讓,采取與燃煤機組不同的報價和出力策略。 燃氣機組和燃煤機組面對風光大發(fā)情況不同的報價、出力策略說明,不同類型的機組可以在“日前基準、實時差量、合約差價”雙結(jié)算機制下做出符合自身利益的合理決策,說明了該結(jié)算機制的多主體適用性。

核電機組和水電機組參與各市場情況如圖5 和圖6 所示,二者出力比較穩(wěn)定,屬于價格接受者,通過出力調(diào)整收益的彈性較低,其實時電價可以比較清晰地表征市場邊際價格特征。 由圖5 可以看出,核電機組在11:00—14:00 實時電價降低,此結(jié)果與燃煤和燃氣機組量價關(guān)系得出的結(jié)論一致,在該時段內(nèi)出力冗余,市場邊際價格下降。

圖6 水電機組參與各市場情況分析Fig.6 Analysis of hydropower units participating in various markets

根據(jù)浙江電力交易中心結(jié)算試運行相關(guān)規(guī)定,新能源機組按照當日計量上網(wǎng)電量的90%確定日后授權(quán)合約量,這樣既可以保障新能源機組出力和價格穩(wěn)定,同時也可以通過雙邊電力市場的結(jié)算機制影響新能源機組在電力現(xiàn)貨市場的決策,促進新能源機組主動參與日前市場和實時市場。 圖7 和圖8 為風光機組參與各市場的量價關(guān)系。

圖7 光伏機組參與各市場情況分析Fig.7 Analysis of photovoltaic units participating in various markets

圖8 風電機組參與各市場情況分析Fig.8 Analysis of wind power units participating in various markets

圖9 為燃煤機組當日逐時電費結(jié)算,可以看出,在午間機組保持最小出力期間和08:00—11:00 市場價格較低的時段,差價合約形式可以彌補部分燃煤機組由于給新能源避讓產(chǎn)生的損失。 而燃氣機組由于日前機組報價較低,在該時段通過實時報負價保證部分收益,也符合市場規(guī)律,表明該時段供大于求,機組通過少發(fā)電獲取更多電費,避免供給過多給電網(wǎng)帶來損害,燃氣機組逐時電費結(jié)算如圖10 所示。 發(fā)電機組電能電費整體結(jié)算如表1 所示,非市場化機組計量發(fā)電量為10294 MW·h,電能電費合計425.95 萬元。 用戶側(cè)電能電費結(jié)算如表2 所示。

表1 各市場化機組電能電費結(jié)算表Table 1 Electricity and electricity charges settlement table of each market unit

表2 用戶側(cè)電能電費結(jié)算表Table 2 User-side electric energy and electricity fee settlement table

圖9 燃煤機組逐時電費結(jié)算Fig.9 Hourly electricity bill settlement for coal-fired units

圖10 燃氣機組逐時電費結(jié)算Fig.10 Hourly charge settlement of gas unit

通過整體發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)的電能電費分析可以看出,日前市場電費占比較高,分別為70%和72%,說明各市場主體須重視日前市場的報量報價,提高各主體的出力(負荷)預測和市場預測準確性,保證各自的合理收益可以通過日前市場獲得。 目前浙江電力市場處于雙軌制過渡時期,常規(guī)機組授權(quán)合約電量較高,常規(guī)發(fā)電機組也應(yīng)重視實時市場的參與,通過積累市場參與經(jīng)驗以應(yīng)對日后市場化程度的提高。此外,用戶側(cè)采用統(tǒng)一加權(quán)平均價格可以有效地避免市場化電量和非市場化電量波動造成的不平衡費用,保持發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)的日前市場電能電費一致。

3.2 不平衡費用結(jié)算分析

1)輔助服務(wù)費用。

市場化輔助服務(wù)費用以燃煤機組參與輔助服務(wù)市場為例, 其調(diào)節(jié)速率為0.74%, 調(diào)節(jié)精度為1.41%,指令數(shù)為34266 次,綜合調(diào)頻性能為2.76,調(diào)頻收益和備用收益如表3 所示。

表3 燃煤機組市場化輔助服務(wù)費用表Table 3 Costs of market-oriented auxiliary services for coal-fired units

2)發(fā)電側(cè)偏差考核。

偏差考核實際以月結(jié)月清的形式進行,此處以單日合約量與實際計量電量的偏差計算,其中統(tǒng)調(diào)非新能源機組合約總量以實際當月分攤合約總量計算,光伏、風電機組為優(yōu)發(fā)優(yōu)購,合約電量為實際計量電量的90%,不產(chǎn)生偏差考核費用。 發(fā)電側(cè)各機組偏差考核費用如表4 所示。

表4 發(fā)電側(cè)偏差考核費用表Table 4 Deviation assessment fees on the power generation side

3)用電側(cè)偏差考核。

用電側(cè)的批發(fā)市場用戶和售電公司參與偏差考核,偏差費用按市場化機組授權(quán)合約電費比例分攤,具體偏差考核費用見下文。

3.3 雙邊電力市場整體結(jié)算

發(fā)電側(cè)的整體電費結(jié)算由電能電費、市場化輔助服務(wù)收入、偏差考核及分攤費用等構(gòu)成,其中市場電價均包含環(huán)保和超低排放費用,實行稅后兌付政策[16-17],燃煤機組結(jié)算單須扣除超低排放費用(10 元/(MW·h)),其他類型機組無須進行超低排放費用扣除。 燃氣機組收取容量電費,通過兩部制電價的容量電費回收。 外來電屬于計劃發(fā)電機組,不參與市場化的輔助服務(wù)和偏差考核。 具體各機組整體結(jié)算如表5 所示。

表5 發(fā)電側(cè)各機組整體結(jié)算表Table 5 Overall settlement table of each unit on the generator side 元

用戶側(cè)批發(fā)市場用戶和售電公司自主參與市場報量報價,電能電費由日前市場、實時市場、合約市場三部分構(gòu)成。 電網(wǎng)代理購電的用戶不主動參與市場報價,由電網(wǎng)企業(yè)優(yōu)先購入,作為市場價格接受者參與電力市場結(jié)算。 市場化用戶的電能電費采取統(tǒng)一加權(quán)平均電價與市場化發(fā)電費用匹配,減少不平衡資金的產(chǎn)生。 輔助服務(wù)費用和發(fā)電側(cè)偏差考核按實際計量用電量分攤或返還。 居民農(nóng)業(yè)用電也由電網(wǎng)代理購入,但其電費收取為計劃形式,采取相應(yīng)目錄電價。 具體用電側(cè)各主體整體結(jié)算費用如表6 所示。

表6 用電側(cè)各主體整體結(jié)算表Table 6 Overall settlement table of each subject on the power side

對發(fā)用雙邊參與電力市場的整體電費結(jié)算進行分析可以看出:市場化機組的電能電費為9745970元,市場化用戶電能電費為9476694 元,差值為269276 元,約占整體市場化電能電費的2.76%。 其中雙邊日前市場電能電費是平衡的,體現(xiàn)了發(fā)電側(cè)市場化機組“日前基準、合約差價、實時差量”、市場化用戶統(tǒng)一加權(quán)平均電價的電量電費結(jié)算體系的合理性,其雙邊不平衡費用差值主要產(chǎn)生在合約市場電費部分,原因是發(fā)電側(cè)的合約市場電費是合約電價與發(fā)電機組日前市場電價的差值乘以合約電量,而用電側(cè)用戶的合約電量分解與發(fā)電側(cè)不是實時匹配的,各主體根據(jù)發(fā)電/用電特性進行合約分解,產(chǎn)生電量偏差,進而產(chǎn)生合約市場電費的偏差,該不平衡資金可以通過發(fā)用雙邊合約電量分解的精確性和調(diào)度機構(gòu)的約束削減,根據(jù)“誰產(chǎn)生,誰負責”的原則通過市場主體行為分析偏差產(chǎn)生原因進一步分攤/返還。 對于市場化輔助服務(wù)費用和偏差考核費用的不平衡資金處理,市場化輔助服務(wù)費用由全部市場化用戶分攤,占市場化用戶結(jié)算電費的7.6%,發(fā)電側(cè)產(chǎn)生的偏差考核費用返還給市場化電力用戶,用電側(cè)偏差考核費用返還給市場化發(fā)電企業(yè),實現(xiàn)偏差考核不平衡資金的有效處理,既實現(xiàn)了發(fā)用兩側(cè)偏差電量的考核處理,又減輕電網(wǎng)企業(yè)承擔過多不平衡資金的風險,證明了本文所提不平衡資金分攤/返還模型的有效性和可實現(xiàn)性。

4 結(jié)論

“日前基準、實時差量、合約差價”電能電費結(jié)算模型和依據(jù)發(fā)用雙側(cè)市場責任構(gòu)建的不平衡資金分攤/返還模型是本文的主要創(chuàng)新點,通過“日前基準、實時差量、合約差價”雙結(jié)算體系實現(xiàn)合約市場與現(xiàn)貨市場的耦合結(jié)算,設(shè)計不平衡資金分攤/返還模型完善不平衡資金處理機制,并以浙江省電力市場發(fā)用雙邊多主體為研究對象進行結(jié)算仿真分析,探討了雙邊電力市場結(jié)算的相關(guān)問題,研究結(jié)果表明:

1)“日前基準、實時差量、合約差價”的雙結(jié)算體系可以有效應(yīng)用于雙軌制下發(fā)用雙邊多主體參與的電力市場,對于不同類型的出力機組和用能用戶,可以根據(jù)自身出力特點或負荷特點在雙邊電力市場結(jié)算體系下獲得合理電費收益,有效的電費結(jié)算體系可以提高主體參與電力市場的積極性,保障電力市場的穩(wěn)定運行。

2)本文所構(gòu)建的不平衡資金分攤/返還模型可以有效處理電力市場化輔助服務(wù)和發(fā)用雙邊偏差考核相關(guān)的不平衡資金,合理的不平衡資金疏導機制有助于各主體明晰應(yīng)承擔的責任和費用,減輕電網(wǎng)企業(yè)承擔過多不平衡資金的風險。

3)市場化用戶采用統(tǒng)一加權(quán)平均價格可以有效避免雙邊電力市場結(jié)算不平衡,保持發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)日前市場電能電費一致。 合約市場電費的偏差由雙側(cè)合約分解造成,偏差電費約占整體電能電費的2.76%,可以根據(jù)“誰產(chǎn)生,誰負責”的原則通過市場主體行為分析偏差產(chǎn)生原因進一步分攤/返還。